Перейти до вмісту
Енергетика: економіка, технології, екологія
ISSN 1813-5420 · e‑ISSN 2308-7382 Відкритий доступ · CC BY 4.0
Т. · № 3 · 2026 жов 12, 2026 ЛІБЕРАЛІЗОВАНІ РИНКИ ЕНЕРГІЇ

ВПЛИВ КРИЗОВИХ РИНКОВИХ УМОВ НА ПРИВЕДЕНУ ВАРТІСТЬ ВОДНЮ

БМ
Богдан Максименко Відповідальний Національний технічний університет України «Київський політехнічний інститут імені Ігоря Сікорського», Україна
СШ
Сергій Шман Національний технічний університет України«Київський політехнічний інститут імені Ігоря Сікорського», Україна
Сторінки179-187 Опублікованожов 12, 2026 ЛіцензіяВідкритий доступ
PDF
ТОМ · № 3 · 2026 85 Переглянути випуск

Анотація

Мета дослідження — оцінити вплив кризових умов ринку електроенергії та їхньої тривалості на вартість водню та економічний результат мережево-приєднаного водневого хаба.

Методика ґрунтується на погодинному моделюванні за фактичними цінами ринку «на добу наперед»: три цінові роки України (2021, 2023, 2025) і три роки зони DE-LU (2020, 2022, 2025) відтворюють спокійні і кризові періоди.

Встановлено, що для обраної базової конфігурації (електролізер 32 МВт, СЕС 64 МВт) змодельований кризовий сценарій відображає підвищення вартості водню на 46 % для українського ринку та у 2,7 раза в зоні DE-LU. Середнє завантаження електролізера падає з понад 90 % у спокійні роки до менш ніж п'ятої частини номіналу в найгіршому сценарії.

Показано залежність економічного результату проєкту від тривалості кризи: за моделювання на горизонт 25 років один–три кризові роки зменшують економічний результат проєкту на 7–31 % різниці між повністю спокійним і повністю кризовим сценаріями, і проєкт лишається прибутковим. Результати дають кількісну основу для оцінки цінового ризику планування водневих хабів.

Ключові слова

#водень #водневий хаб #енергетична криза #ціна електроенергії #вартість водню #електролізер #ринок «на добу наперед»

Посилання

  1. Glenk G., Reichelstein S. Economics of converting renewable power to hydrogen. Nature Energy. 2019. Vol. 4, No. 3. P. 216–222. DOI: 10.1038/s41560-019-0326-1.
  2. van Leeuwen C., Mulder M. Power-to-gas in electricity markets dominated by renewables. Applied Energy. 2018. Vol. 232. P. 258–272. DOI: 10.1016/j.apenergy.2018.09.217.
  3. Sayed-Ahmed H. et al. Strategies and challenges for reducing green hydrogen cost: Operation mode and revenue streams. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2025. Vol. 223. Art. 116065. DOI: 10.1016/j.rser.2025.116065.
  4. Aminaho E. N., Aminaho N. S., Aminaho F. Techno-economic assessments of electrolyzers for hydrogen production. Applied Energy. 2025. Vol. 399. Art. 126515. DOI: 10.1016/j.apenergy.2025.126515.
  5. Schmidt O. et al. Future cost and performance of water electrolysis: An expert elicitation study. International Journal of Hydrogen Energy. 2017. Vol. 42, No. 52. P. 30470–30492. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2017.10.045.
  6. Terlouw T., Bauer C., McKenna R., Mazzotti M. Large-scale hydrogen production via water electrolysis: a techno-economic and environmental assessment. Energy & Environmental Science. 2022. Vol. 15, No. 9. P. 3583–3602. DOI: 10.1039/D2EE01023B.
  7. Reksten A. H., Thomassen M. S., Møller-Holst S., Sundseth K. Projecting the future cost of PEM and alkaline water electrolysers; a CAPEX model including electrolyser plant size and technology development. International Journal of Hydrogen Energy. 2022. Vol. 47, No. 90. P. 38106–38113. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2022.08.306.
  8. Morgan E. R., Manwell J. F., McGowan J. G. Opportunities for economies of scale with alkaline electrolyzers. International Journal of Hydrogen Energy. 2013. Vol. 38, No. 36. P. 15903–15909. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2013.08.116.
  9. Rey J., Delgado C., Segura F., Andújar J. M. Modularisation Analysis for Scaling Hydrogen Production: High-Power Single-Electrolyser vs. Multiple-Smaller-Electrolyser Plants. Hydrogen. 2026. Vol. 7, No. 1. Art. 4. DOI: 10.3390/hydrogen7010004.
  10. Hofrichter A., Rank D., Heberl M., Sterner M. Determination of the optimal power ratio between electrolysis and renewable energy to investigate the effects on the hydrogen production costs. International Journal of Hydrogen Energy. 2023. Vol. 48, No. 5. P. 1651–1663. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2022.09.263.
  11. Brandt J. et al. Cost and competitiveness of green hydrogen and the effects of the European Union regulatory framework. Nature Energy. 2024. Vol. 9, No. 6. P. 703–713. DOI: 10.1038/s41560-024-01511-z.
  12. Ruhnau O., Schiele J. Flexible green hydrogen: The effect of relaxing simultaneity requirements on project design, economics, and power sector emissions. Energy Policy. 2023. Vol. 182. Art. 113763. DOI: 10.1016/j.enpol.2023.113763.
  13. Marocco P., Gandiglio M., Santarelli M. Optimal design of PV-based grid-connected hydrogen production systems. Journal of Cleaner Production. 2024. Vol. 434. Art. 140007. DOI: 10.1016/j.jclepro.2023.140007.
  14. Ibagon N., Muñoz P., Correa G. Techno economic analysis tool for the sizing and optimization of an on-grid hydrogen hub: A case study for energy transition in Argentina. International Journal of Hydrogen Energy. 2024. Vol. 65. P. 659–670. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2024.04.007.
  15. Eisele P., Olofsson A., Castro R. Profitability vs. emission intensity: Electrolysis strategies in Germany's evolving hydrogen market. Energy. 2026. Vol. 348. Art. 140508. DOI: 10.1016/j.energy.2026.140508.
  16. Hu H. et al. Triple-level cost-effective sizing optimization for solar-powered hybrid hydrogen system with PEM and alkaline electrolyzers. Energy. 2025. Vol. 334. Art. 137647. DOI: 10.1016/j.energy.2025.137647.
  17. Li S., Tong L., Mount T., Upadhyay K., Eisenhardt H., Kumar P. Renewable-Colocated Green Hydrogen Production: Optimal Scheduling and Profitability. arXiv preprint. 2025. arXiv:2504.18368. DOI: 10.48550/arXiv.2504.18368.
  18. Zhu P., Mae M., Matsuhashi R. Techno-Economic Analysis of Grid-Connected Hydrogen Production via Water Electrolysis. Energies. 2024. Vol. 17, No. 7. Art. 1653. DOI: 10.3390/en17071653.
  19. NASA Langley Research Center. POWER: Prediction of Worldwide Energy Resources – hourly meteorological and solar data. URL: https://power.larc.nasa.gov/data-access-viewer/ (дата звернення: 10.08.2026).
  20. Perez R. et al. Modeling daylight availability and irradiance components from direct and global irradiance. Solar Energy. 1990. Vol. 44, No. 5. P. 271–289. DOI: 10.1016/0038-092X(90)90055-H.
  21. ДП «Оператор ринку». Результати торгів на ринку «на добу наперед»: погодинні ціни та обсяги. URL: https://www.oree.com.ua/ (дата звернення: 10.08.2026).
  22. Fraunhofer ISE. Energy-Charts: day-ahead spot market prices, bidding zone DE-LU. URL: https://www.energy-charts.info (дата звернення: 10.08.2026).
  23. Про встановлення тарифу на послуги з передачі електричної енергії: постанова НКРЕКП від 19.12.2024 № 2200 (тариф 2025 року); постанова НКРЕКП від 09.12.2020 № 2353 (тариф 2021 року); тариф 2023 року – середньозважена трьох тарифних періодів за даними НКРЕКП. URL: https://www.nerc.gov.ua/sferi-diyalnosti/elektroenergiya/promislovist/tarifi-na-elektroenergiyu-dlya-nepobutovih-spozhivachiv/tarif-na-poslugi-z-peredachi-elektrichnoyi-energiyi (дата звернення: 10.08.2026).
  24. Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG), § 118 Abs. 6. URL: https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__118.html (дата звернення: 10.08.2026).
  25. International Renewable Energy Agency. Renewable Power Generation Costs in 2024. Abu Dhabi: IRENA, 2025. URL: https://www.irena.org/Publications/2025/Jun/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024 (дата звернення: 10.08.2026).
  26. European Hydrogen Observatory. The European hydrogen market landscape. November 2024. URL: https://observatory.clean-hydrogen.europa.eu/sites/default/files/2024-11/The%20European%20hydrogen%20market%20landscape_November%202024.pdf (дата звернення: 10.08.2026).

Ліцензія

CCBY 4.0
Creative Commons Із зазначенням авторства 4.0 Міжнародна

Ця робота має відкриту ліцензію: вільно поширюйте та адаптуйте її, посилаючись на авторів і журнал. Умови ліцензії ↗

Авторське право (c) 2026 Богдан Максименко, Сергій Шман

§ 06 — Пов'язані

Схожі статті в цьому журналі

Пов'язані рецензовані дослідження, опубліковані в цьому журналі.
Усі випуски

НОРМАТИВНО-ПРАВОВЕ РЕГУЛЮВАННЯ ВИКОРИСТАННЯ СИСТЕМ НАКОПИЧЕННЯ ЕНЕРГІЇ НА РИНКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ

Антон Прасол

Мета дослідження полягає у виявленні прогалин у регулюванні використання систем накопичення енергії (УЗЕ/BESS) у вимірі надійності електропостачання. Методику реалізації…

#система накопичення енергії #УЗЕ #BESS #надійність електропостачання
с. 169-178
10.20535/1813-5420.3.2026.370165

ПІДВИЩЕННЯ ЯКОСТІ НАПРУГИ ON-GRID МІКРОМЕРЕЖІ З СОНЯЧНОЮ ГЕНЕРАЦІЄЮ ШЛЯХОМ ДИНАМІЧНОГО ЗАРЯДЖАННЯ ЕЛЕКТРОМОБІЛІВ

Богдан Пашкевич, Василь Калінчик

В статті розглядається вплив некоординованого заряджання електромобілів у побутових мікромережах із сонячною генерацією. Показано, що таке заряджання спричиняє…

#мікромережа #сонячна електростанція #електромобіль #динамічне заряджання
с. 9-17
10.20535/1813-5420.3.2026.368996

СТРУКТУРА ЦИФРОВОГО ДВІЙНИКА ДЛЯ КОРОТКОСТРОКОВОГО ПРОГНОЗУВАННЯ ЕЛЕКТРИЧНОГО НАВАНТАЖЕННЯ МОЛОКОЗАВОДУ

Андрій Гоєнко, Анатолій Чернявський

Роботу спрямовано на розроблення структури цифрового двійника та способу формування вхідних даних для короткострокового прогнозування електричного навантаження…

#електричне навантаження #енергоменеджмент #енергомоніторинг #короткострокове прогнозування
с. 119-129
10.20535/1813-5420.3.2026.370860